元坝气田超深高含硫生物礁气藏地质综合评价

四川盆地元坝气田上二叠统长兴组生物礁气藏分布范围广,但白云岩储层厚度薄、纵横向变化大,气水分布复杂,早期直井产能偏低的问题一直制约着该气藏的高效开发。为此,从分析元坝气田长兴组生物礁在岩性剖面、测井曲线及地震剖面上的反映特征等入手,探究该区长兴组生物礁发育与储层分布模式,系统总结了该气藏地质综合评价过程中的关键做法：①以“分区”“等时”“相控”“震控”“确定性结合随机性”等建模原则为基础,充分结合生产动态资料,以礁群为单元,采用“多级双控”三维地质建模技术建立气藏精细地质模型;②以井型优选、井轨迹优化为核心设计井网,气田开发以水平井为主。在水平井实施过程中,采用超深薄储层水平井轨迹实时优化调整技术,确保水平段长穿优质储层。结论认为,该项技术成果不仅为该气田长兴组气藏40×108 m3混合气/年产能建设及投产奠定了坚实的基础,而且还为海相深层及超深层高含硫气藏的勘探开发提供了可资借鉴的成功经验和技术支撑。     

超深、高含硫底水气藏动态分析技术——以四川盆地元坝气田长兴组生物礁气藏为例

四川盆地元坝气田上二叠统长兴组生物礁气藏（以下简称为元坝长兴组气藏）为高含硫、局部存在底水的条带状生物礁气藏,储层非均质性强、气水关系复杂,常规的动态分析技术并不完全适用。为此,通过在该气藏开展井筒压力折算、动态产能评价、动态法储量评价以及水侵早期识别与水侵动态评价等研究,落实了气井产能、动态法储量以及水侵动态等关键问题。研究结果表明：①所建立的井筒压力折算模型计算的压力误差小于1%,温度误差小于5%,满足现场要求;②建立了考虑硫沉积的稳态产能方程及一点法产能公式,在开发中期,对气井产能进行动态评价以指导气井的优化配产及气藏合理采速的确定;③建立了单井动态法储量评价图版,并针对同一连通单元内的气井,建立“虚拟井”以计算区域内动态法储量,并形成了相应动态法储量评价技术,平均单井动态储量为24.55×108 m3;④综合考虑高含硫、双重介质、底水等因素,建立了气藏非稳态水侵量计算模型,并形成了生物礁底水气藏水侵动态评价技术;⑤该气藏目前水侵量整体较小,地层水相对不活跃,水体能量为弱—中等。结论认为,所取得的研究成果不仅为元坝长兴组气藏的高效开发提供了有力支撑,还可以为其他同类型气藏提供借鉴。     

四川盆地元坝长兴组礁滩相气藏概率体约束地质建模

四川盆地元坝长兴组气藏礁滩相储层岩相类型多样,生物礁和生屑呈离散分布,储层及物性参数非均质性强,储层构型特殊,气水关系复杂,现有建模方法难以精细表征礁滩相内部储层非均质性,不能满足气藏开发生产需求。通过对礁滩相气藏地质、物探、测井及生产动态等多学科资料研究,提出以地质模式为指导,采用礁滩相储层构型、地质及地震概率体等多信息协同约束的建模思路,分级相控-序贯指示随机模拟方法建立生物礁、生屑滩储层相模型;采用相控-序贯高斯随机模拟方法建立属性参数模型。该方法建立的模型,精细表征了礁滩相储层内部结构及属性参数非均质性特征,刻画了生物礁、生屑滩储层及属性参数的三维空间分布,为气藏的高效开发奠定了坚实地质基础。     

元坝气田长兴组生物礁气藏特征及开发对策

四川盆地元坝气田是世界上已发现埋藏最深的高含硫碳酸盐岩气田,上二叠统长兴组生物礁气藏具有埋藏超深,礁体小、散、多期,储层薄、物性差、非均质性强,流体分布复杂,直井产量低等特点;气藏开发面临礁相白云岩储层时空展布规律研究需不断深化,小礁体精细刻画与薄储层定量预测困难,水平井部署与优化设计影响因素众多,长水平段水平井长穿优质薄储层难度大等诸多难题。为实现对该气田的高效开发,开展了生物礁储层分布规律与发育模式研究、小礁体精细刻画与薄储层定量预测、条带状小礁体气藏水平井优化设计、超深薄储层水平井轨迹实时优化调整等技术攻关。相关系列攻关成果有力地支撑了元坝气田的开发建设,建成了我国首个超深高含硫生物礁大气田,混合气产能可达40×10~8m~3/a。该气田的成功投产,一方面奠定了我国在高含硫气田开发领域的领先地位;另一方面,对保障"川气东送"沿线六省两市70多个城市的长期稳定供气,对促进中西部产业结构调整和沿江区域经济发展也具有重大意义。     

“虚拟井”技术在复杂气藏建模中的应用

在气藏开发早期,普遍存在钻井少且分布不均,地质资料缺乏,动态资料有限等问题,难以为气藏数值模拟提供高精度的数据体。为此,针对气藏开发早期储层的不确定性因素,提出采用“虚拟井”技术进行定量化表征的解决方案,即：充分利用测井资料纵向分辨率高、地震储层横向预测的优势以及地质认识上的空间整体性控制,在边部井网稀疏的地方合理构建虚拟井作为插值控制,采用确定性建模与随机建模相结合、静态与动态相结合的原则,以先进的建模软件为依托,优选合理的建模方法,最终建立了薄差储层与优质储层、边部区域与中心区域、勘探与开发一体化的气田精细三维地质模型。实例验证结果表明：合理构建虚拟井能够有效降低地质模型的不确定性,提高储层地质建模的精度。     

川东地区长兴组生物礁气藏开发特征及技术对策

四川盆地东部地区上二叠统长兴组生物礁气藏已成为继石炭系气藏后重要的产能接替气藏。与石炭系气藏相比,长兴组生物礁气藏储层非均质性更强、气水关系更复杂,气藏连通关系难以在短期内搞清,并且在生产中发现硫沉积。通过对长兴组生物礁气藏开发特征及不同类型气藏开发实践效果的分析,针对性地提出了一系列开发对策:①针对生物礁气藏非均质性强,气水关系、压力系统复杂,气藏规模小等特征,采取发现1口井投产1口井、动静态结合深化地质认识的滚动开发模式;②在气藏采速上,对部分有一定规模的成片区块,编制具有一定稳产期的整体开发方案或分布实施方案,在气井合理配产上充分考虑硫沉积和气井可能出水的影响,在此基础上,可适当提高产量;③井型以直井和大斜度井为主,随着地质认识水平提高和技术进步逐步进行水平井先导性实验;④气藏治水要根据不断深入的地质认识,在不同开发阶段分别采用分层完井射孔、封堵水层、控水采气及积极排水采气等技术手段。     

四川盆地元坝气田长兴组生物礁识别与储层精细刻画技术

四川盆地北部元坝气田上二叠统长兴组生物礁具有埋藏深、生物礁呈条带分布、单个生物礁规模小、纵向发育多期等特点,储层薄且非均质性强,生物礁地震识别与储层预测难度大。为了提高该区生物礁气藏的开发效益,在单井解剖的基础上,从多个维度开展生物礁识别,剖析生物礁形态,雕刻生物礁内幕结构,刻画生物礁空间展布,并利用叠后、叠前反演技术和最大似然裂缝预测技术开展储层及裂缝预测,采用频率衰减、数据结构变化等技术手段开展流体识别,最终形成一套针对元坝气田长兴组生物礁识别与储层精细预测的技术体系。研究结果表明：①正演模拟和地震多属性技术能准确识别元坝长兴组生物礁,古地貌恢复和三维可视化技术能刻画生物礁的平面展布及其内幕结构;②长兴组单礁体可分为单期礁和双期礁,礁体组合可分为纵向进积式、纵向退积式、横向并列式、横向迁移式和复合发育模式;③相控叠后地质统计学反演技术能大幅度提高储层预测精度,较之于相干和曲率等裂缝预测方法,最大似然裂缝检测技术的精度更高;高低频属性和拉梅系数等多属性信息融合可识别流体。结论认为：①基于“相控储、储寻优、优找甜”的思路开展储层预测及流体识别,所建立的技术体系能有效预测生物礁储层分布;②运用该技术体系对元坝气田生物礁储层进行井位部署和钻井跟踪,提高了钻井成功率和储层钻遇率。     

川中地区上三叠统须家河组气藏开发有利区评价与优选技术

四川盆地中部上三叠统须家河组气藏储层致密、高含水、非均质性强、连续性差,气井自然产能低、控制范围小、普遍产水,规模效益开发面临诸多认识难题和技术障碍。为此,建立以“两步法”储层对比技术、多级相控建模技术为主的致密砂岩储层描述技术,解决了“砂包砂”致密储层精细对比与预测技术难题;基于微观孔喉结构与渗流机理实验,将气藏可动水划分为不同于常规气藏边、底水的小孔喉可动水、局部滞留水和高含水层３种气水赋存模式,采用物性和毛细管力约束建立了气藏流体分布模型,形成气水交织非常规气藏可动水描述技术,基本解决了气水交织非常规气藏气水赋存模式与流体建模技术难题;结合气藏动静态特征和效益评价参数,选择有效储层厚度、储量丰度、有效地层系数等参数,建立了储层分级分类评价标准,并在此基础上筛选出气藏开发有利区,解决了致密高含水气藏开发部署和储量有效动用的地质目标选择难题,奠定了该类气藏规模效益开发的基础。     

储层构型分析的多级相控反演技术在礁、滩复合体储层预测中的应用

阿姆河盆地侏罗系卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩缓坡礁、滩体储层内部结构复杂,井间储层厚度变化大、井间连通差、相邻井产能差异大、储采矛盾突出等影响气藏高效、稳定开发。为此,通过正演模拟识别礁、滩体外形,利用相位变换处理刻画礁滩体内幕、研究储层沉积微相,建立了碳酸盐岩礁、滩复合体储层构型模式,形成了多级相控地质统计学反演技术。获得以下认识：(1)模型二（生物礁、滩上覆厚石膏层夹薄层盐岩,生物礁、滩厚度较小）地震响应的界面间能量相对关系与过井资料吻合,礁、滩体呈“底平顶凸”、内部反射杂乱、振幅相对减弱、厚度较大的地震反射特征,可以利用模型二精细刻画无井区生物礁、滩体。(2)经相位变换处理的地震资料较原始地震资料更利于分析礁、滩体内幕结构,同相轴振幅的变化反映了礁、滩体内幕结构的岩性变化。(3)结合现代礁、滩体沉积,在正演模拟、相位变换、地震属性分析的基础上,建立了礁、滩体储层内部构型;受古地形及水动力能量的控制,优质的高能礁、滩体储层主要分布于礁、滩体边部。(4)基于储层构型分析的多级相控反演精细刻画了礁、滩体储层内幕结构,并与生产特征吻合,提高了储层预测精度,对开发方案的调整、储量动用具有重要指导...     

龙岗地区礁滩气藏地质建模方法探索

针对四川盆地龙岗地区礁滩储层非均质性强及气藏气水关系复杂、地质建模存在诸多技术难题的现状,开展了三维地质建模的探索工作,并总结形成了以“双相控制,分步建模”技术方法为核心的复杂礁滩气藏建模技术。其建模思路及技术对策为：①突破等时地层界面,以储渗体为研究单元;②沉积相建模确定气藏大的沉积背景及格局;③确定岩性在空间的分布规律,精细刻画储渗体空间的非均质性;④采用局部建模与整体建模相结合的分步建模方法;⑤采用随机与确定性建模相结合的技术方法。模型验证结果表明,该建模技术适用于龙岗地区以及稀井网条件下储层非均质性强、气水关系复杂的礁滩型碳酸盐岩气藏的整体描述。     

四川盆地高峰场地区长兴组生物礁气藏类型研究

四川盆地北部环开江—梁平海槽区带长兴组生物礁气藏是四川气田未来增储上产的重要领域之一。生物礁气藏系成因较复杂的岩性圈闭气藏,储层非均质性强。受地质认识程度、地震资料品质及处理解释技术的局限,长兴组生物礁储层和圈闭预测有着较大的难度。长期以来,对海槽东侧高峰场地区长兴组生物礁气藏的认识一直存在分歧,这对海槽东侧生物礁气藏滚动勘探开发部署决策有较大的影响。从沉积相、储层特征、地震响应特征以及气藏动态等方面进行研究,认为高峰场地区位于开江—梁平海槽东侧的碳酸盐缓坡相带,峰X井、峰Y井和峰Z井分别钻遇了两个规模较小的点礁,礁体规模有限。高峰场地区长兴组生物礁气藏属于小型的中深埋深、高压无水干气岩性圈闭气藏,在该区内进行生物礁气藏专层井勘探存在较大的风险,需谨慎部署。     

元坝长兴组生物礁储层精细雕刻技术

元坝长兴组生物礁储层纵向上多期次叠加,内幕结构十分复杂,精细雕刻难度大。在实际开发生产中研究生物礁内幕结构可为井位调整优化和井轨迹设计钻遇优质储层提供重要依据。通过单井相识别生物礁发育层段、地震模型正演建立地震响应模式、古地貌分析、地震属性优选、储层多参数定量预测进行礁平面展布研究,并应用三维可视化技术对礁体内幕精细雕刻,形成了一套针对生物礁储层内幕结构的精细雕刻技术。应用该技术对元坝长兴组生物礁储层进行开发井位部署及井位优化调整,大大提高了优质储层的钻遇率,后期钻井预测厚度的符合率达88.6%。     

徐深气田升深2-1区块火山岩气藏开发优化部署

为探索松辽盆地徐深气田升深2 1区块火山岩气藏的有效开发模式,提高气藏整体开发效果,以区块火山岩气藏主要地质动态特征为基础,通过开展井网形式、井型和井距优化论证研究,确定“按一套层系,以整体动用Ⅰ、Ⅱ类储层为主”,采用“不均匀井网形式、水平井与直井组合、稀井高产、高密低稀、高渗开采低渗”的滚动部署方式综合储层构造特征、火山机构地震反射特征、地震储层预测、地震属性分析和储层发育特征等预测成果,优选有利部位,分两批共优化部署开发评价井和开发井10口,区块平均井网密度达到0.64口/km2。钻探与测试结果表明,以优化方案所布的井均取得较好的开发效果。     

元坝气田长兴组超深层缓坡型礁滩相储层精细刻画

四川盆地元坝气田长兴组气藏埋深达7 000 m左右,生物礁滩规模小、分布分散,储层薄、物性和连通性差,加之气藏具有复杂的气-水关系和高含硫化氢、二氧化碳,其开发属世界级难题。为实现该气藏规模、有效开发,作者创新和集成一系列技术,对生物礁滩储层及其内部结构进行了精细刻画。首先,在该区层序划分、沉积微相研究和现代礁滩相研究、成岩作用研究成果基础上,总结了有利储层发育的主控因素,建立了礁滩储层发育模式。第二,以此发育模型为指导,开展测井储层识别与物性评价,进而井-震结合建立正演地质模型,利用地震敏感属性提取及反演方法,预测了储层平面展布。第三,采用地质约束、地震技术相结合的方法,通过剖面识别、平面约束、三维边界雕刻、礁滩体连通性检测和三维精细雕刻,精细刻画了生物礁滩储层空间展布。最后,分析了生物礁体之间的连通性以及优势储层空间分布情况,总结建立了该区长兴组生物礁储层3种主要结构模型,为元坝长兴组气藏开方案编制与开发井部署提供了技术支持。     

超深高含硫生物礁气田安全高效开发技术

川东北元坝气田上二叠统长兴组礁滩气藏埋深达7 000 m,气藏礁滩体小而分散、储层薄、非均质性强、气水关系复杂,加之高温、高压、高含硫化氢,国内外尚无成功开发先例。针对长兴组气藏的特点,采用井震结合的方法,对生物礁储层发育模式及展布特征进行研究,创新形成了以超深层小礁体气藏精细描述技术、水平井优快钻井技术、水平井轨迹实时优化调整技术、高含硫气井安全采气工艺技术、集输系统综合防腐技术等为核心的超深层高含硫气田开发关键技术,取得了良好的应用效果,建成了国内埋藏最深的高含硫生物礁大气田,达到了设计指标,实现了元坝气田的安全高效开发。     

塔中地区碳酸盐岩储集相控建模技术及应用

针对塔中地区溶蚀孔洞型碳酸盐岩储层非均质性极强的特点,充分利用多种地震信息,高度综合地质、钻井、测井、地震等资料,将传统的“相控建模”思想引入碳酸盐岩储层建模当中,提出了溶蚀孔洞型碳酸盐岩储层建模新技术--“碳酸盐岩储集相控建模技术”。研究结果表明,该技术利用“碳酸盐岩储集相”和地震波阻抗反演数据体进行双重控制和约束,能有效增加模型的确定性,降低随机方法的多解性,显著提高储层建模的精度,是建立碳酸盐岩储层参数地质模型有效的建模方法。其建模结果与地质实际相符合,客观地反映了溶蚀孔洞型碳酸盐岩储层的严重非均质性,改善了碳酸盐岩储层三维地质随机建模方案,能为油藏精细描述、数值模拟、开发方案的制定提供合理的三维储层模型。     

基于频谱成像技术的元坝长兴组生物礁储层连通性研究

元坝长兴组生物礁相储层平面相变快、纵向上多期次叠加,各礁带内小礁体连通性复杂。在实际开发生产中,生物礁体或礁群之间的连通性研究为井位调整优化、井轨迹设计和减少遇水的风险提供了重要依据。目前研究储层静态连通性主要是利用地质综合研究方法或井间地震技术。将频谱成像技术应用于储层静态连通性的研究中,初步形成了一套基于频谱成像技术判定生物礁体或礁群连通性的方法。首先分析井位处生物礁储层与非储层的频谱差异性,然后用这种差异性来指导区域横向上的频谱差异性,进而判定礁体或礁群之间的连通性。利用该方法研究了元坝长兴组各生物礁带的连通性,所取得的认识已初步应用于元坝长兴组气藏开发中,新部署的开发井成功避水,并获得了高产。     

和田河气田奥陶系底水气藏水侵机理研究

塔里木盆地和田河气田奥陶系底水气藏为裂缝性碳酸盐岩气藏，地质研究表明，该气藏水侵的主要方式为水锥型。为了分析该气藏底水上升规律，给开发方案设计提供科学依据，决定利用单井剖面模型对水锥机理进行研究。在分析其主要地质特征的基础上建立了单井剖面模型，采用数值模拟技术研究不同水体大小、不同有效厚度、不同射开厚度、不同非渗透层、不同地层渗透率、不同生产压差以及水平井技术对底水锥进的影响。结果发现，水体大小等因素都对底水锥进产生不同程度的影响，水平井则可以把“底水锥进”演变为“底水推进”。通过机理研究基本搞清了气藏底水运动规律，得出了防止和控制底水上升的措施。据此，建议气藏开发时采用水平井技术，气井部署在储层有效厚度大、平面渗透率较高、垂向渗透率较低的区域，射孔时应有一定的避射厚度，生产时要注意控制生产压差。     

华北油田兴9凝析气藏开发特征及技术对策

位于大兴断层下降盘的兴9砾岩体气藏属构造—岩性双重控制的凝析气藏,边底水不活跃,属弹性气驱的气藏。气藏高含凝析油,最大反凝析液量高,储层非均质性强。开发特征表现出定容封闭气藏开发特点。针对兴9凝析气藏特征,就开发方式、井距、合理的气井产量及工艺技术等方面提出了适合该气藏的开发方案。通过4种计算井距方法的对比,采用800m井距的不规则三角形井网,采用单点测试与矿场实际生产分析,结合气井最小携液气量计算结果,确定气井的合理产气量,合理控制气井的生产压差,提高凝析油采收率。针对气藏开发过程中出现的问题,提出了相应的对策;并对气藏开发中的一些新工艺、新技术进行摸索。积极探索、创新“负压开孔”试气工艺以及连续气举、“以高带低”排水采气工艺。为同类气藏的合理高效开发提供经验。     

海上少井条件下低渗薄礁滩灰岩储层甜点定量解释——以珠江口盆地A油田为例

珠江口盆地A油田礁滩灰岩储层超薄、横向变化快、储层非均质性强及孔、渗关系复杂,加之海上钻井资料少、地震资料的纵、横向分辨率低,导致低渗储层甜点评价难度大。为此,建立了物探-测井-地质一体化定量解释薄层灰岩低渗储层甜点的技术对策。针对灰岩速度异常、厚度小、横向变化快等复杂油气藏,结合全波形反演的浅中层速度建模和网格层析中深层速度建模方法,利用反射波和折射波能量更新速度模型,减少速度误差,有效改善了成像质量,从而确保相带划分精度。基于孔隙形态因子校正技术优化复杂灰岩孔、渗关系,直接使用稳定的地震反演弹性参数解释渗透率,从而将渗透率解释模型向三维空间扩展。对于薄层、少井条件的地震资料反演,首次运用综合一维测井岩相和二维平面相联合嵌套约束的分级相控叠前高分辨率地震反演技术,定量表征了礁滩灰岩油藏低渗储层甜点。结合地震数据及反演结果精细解释了礁滩体层位,将灰岩层段分为致密碳酸盐岩台地、生物滩、下部生物礁以及上部生物礁共四个研究单元;认为灰岩低渗储层甜点局部发育,主要分布在1井以北、2井以南的礁滩主体部位。